Шифр фонтанной арматуры аф х1х2х3 х4х5х6х7



Классификация фонтанной арматуры

Основные параметры арматуры — диаметр проходного сече­ния стволовой части фонтанной елки и рабочее давление, на ко­торое рассчитана арматура. Фонтанные арматуры выпускаются для самых разнообразных условий эксплуатации и различаются как по конструкции, так и по прочностным признакам:

1) по рабочему давлению(14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

2) по размерам проходного ствола (50, 65, 80, 100 и 150 мм);

3) по конструкции фонтанной елки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ);

4) по числу спускаемых в скважину рядов НКТ: однорядные и двухрядные;

Рис. 3.11. Типовые схемы фонтанных арматур

1— манометр; 2 — вентиль; 3 — буферный фланец под мано­метр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник; 6 — дроссель; 7 -переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10 — крестовина елки.

5) по типу запорных устройств: с задвижками или крана­ми;

6) по типу соединения элементов арматуры: фланцевые и резьбовые;

7) по схеме исполнения (8 схем).

У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верх­ний является основным рабочим отводом. При выходе его деталей из строя закрывается стволовое запорное устройство и жидкость или газ направляются по нижнему отводу без останов­ки работы скважины. Это удобно при необходимости ремонта верхнего отвода. Но расположение отводов по вертикали (один над другим) увеличивает высоту арматуры, что усложняет ее обслуживание.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях.

Для средних и высоких давлений ГОСТ рекомендует при­менять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. Общая вы­сота арматуры при крестовой схеме и наличии дублирующих стволовых запорных устройств меньше, чем высота тройнико­вой арматуры.

К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать ниж­нее стволовое запорное устройство, а, следовательно, останав­ливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний резервный (запасной) отвод.

К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные за­движки с ручным, пневматическим дистанционным или ав­томатическим управлением. Краны, как запорные устройства, имеют преимущества перед задвижками: меньше габариты и вес, меньше гидравлические сопротивления, проще открытие и закрытие, недостаток — применение для скважин с давлением до 14 МПа

Давление испытания принято для рабочих давлений до 35 МПа равным 2Р раб, а для давлений от 70 до 105 МПа — 1,5 Рраб.

Выбор фонтанной арматуры

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме, числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фон­танной арматуры следующим образом: АФХ1Х2Х34хХ5Х6Х7, где АФ — арматура фонтанная; Х1 — конструктивное исполне­ние: подвеска НКТ на муфте не обозначается; подвеска НКТ на резьбе переводника — К; для скважин, оборудованных ЭЦН — Э; Х2 — номер схемы монтажа тройникового и крестового типов

(8 схем); при двухрядной колонне НКТ добавляется буква «а»; Х3 — способ управления запорными устройствами: ручной — не обозначается; автоматический — А, дистанционный и автомати­ческий — В; Х4 — условный проход ствола (50, 65, 80,100 и 150 мм); при несовпадении размеров через дробь указывается услов­ный проход бокового отвода (50, 65, 80 и 100 мм); Х5 — рабочее давление, МПа; Х6 — климатическое исполнение: для умеренной климатической зоны — не обозначается; для холодной климати­ческой зоны — Хл; Х7 — исполнение по коррозионной стойкости: для обычных сред без обозначения; для сред содержащих С02 до 6% — К1; для сред содержащих С02 и H2S до 6% — К2; для сред содержащих С02 и H2S до 25% — КЗ.

Например, АФК6В-100х21К2 — арматура фонтанная (АФ) с подвеской на резьбе переводника (К) выполненная по схеме 6 (крестового типа с однорядной колонной НКТ), с дистанцион­ным и автоматическим управлением задвижек (В), условным проходом ствола и боковых отводов 100 мм, рассчитанная на рабочее давление 21 МПа, для умеренной климатической зоны, для коррозионной среды до 6% H2S и С02.

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Источник

2) Полный шифр фонтанной арматуры условно представляется в виде:

АФ Х1 Х2 ХЗ-Х4 Х5 Х6, где А – арматура, Ф – фонтанная, Н – нагнетательная,

Х1 – конструктивное исполнение, К – подвеска колонны НКТ на резьбе переводника трубной головки (планшайбы),

без буквы – подвеска колонны НКТ на муфте, Э – для скважин, оборудованных УЭЦН,

цифра обозначает номер схемы ФА по ГОСТ 13846-84 («Справочник нефтепромыслового оборудования» Е.И.Бухаленко)

Х2 – вид лифта НКТ, А – при двухрядной подвеске НКТ (в НГДУ «БН» не применяется), без буквы – однорядная подвеска НКТ

Читайте также:  Радиус оправки для арматуры

ХЗ – способ управления задвижками: В -дистанционное, А – автоматическое , без буквы – ручное

Х4 – диаметр проходного отверстия, мм; когда условные проходы ствола елки и ее боковых отводов (задвижек) отличаются, то цифровое обозначение указывают через дробь

Х5 – рабочее давление, МПа или атм.

Х6 – климатическое исполнение: для умеренной и холодной климатической зоны

«ХЛ», без буквы – для умеренной

Х7 – исполнение по коррозионной стойкости: без буквы – для обычной среды, для содержащих до 6% СО,, – *К1»,

до 6% H2S и СО2 – «К2», до 25% H2S и CO., – «КЗ».

Пример; АФК 13-65×210 ХЛ арматура фонтанная с резьбовым соединением подвески НКТ и патрубка планшайбы, для скважины, эксплуатируемой УЭЦН, диаметр проходного отверстия – 65 мм, рабочее давление – 210 атм, ФА для района с холодным климатом,

3) Состав и свойства сточных вод .

Чистой воды в природе практически не существует. Атмосферные осадки содержат до 100 мг/л примесей. По степени минерализации природная (речная) вода делится на:

1) маломинерализованная (до 200 мг/(л солей));

2) среднеминерализованная (200-500 мг/(л солей));

3) повышенной минерализации (500-1000 мг/л солей));

4) высокой минерализации (> 1000 мг/ (л солей)).

Вода большинства рек России относится к первым двум категориям.

Многообразие химических производств, огромное число продуктов (исходных, конечных, промежуточных), применяемых и получаемых в технологических процессах обуславливают образование различных количеств сточных вод, загрязненных всевозможными органическими и неорганическими веществами. В зависимости от типа производства характерными загрязнителями могут быть :

Производства органического и

Жирные кислоты, ароматические соединения, спирты, альдегиды и др.

Производство минеральных и неорганических солей

Неорганические кислоты, щелочи, соли (фториды, сульфаты, фосфаты и др.)

Производства синтетических смол, полимеров, синтетических волокон и т.п.

Высокомолекулярные вещества, мономеры, частицы полимеров.

Многие сточные воды химических производств, кроме растворенных органических и неорганических веществ, могут содержать коллоидные примеси, а также взвешенные (грубо- и мелкодисперсные) вещества, плотность которых может быть больше или меньше плотности воды. В ряде случаев сточные воды содержат растворенные газы (сероводород и др.). Чаще всего сточные воды представляют собой сложные системы, содержащие смеси различных веществ.

Степень вредности сточных вод зависит от токсичности загрязняющих ее веществ. Такие примеси, как соли тяжелых металлов, сероводород, канцерогенные вещества и другие обуславливают высокую токсичность . Сточные воды могут содержать пожаро- и взрывоопасные вещества. Наличие большого количества взвешенных веществ, способных полимеризоваться в водном растворе может приводить к засорению трубопроводов и коллекторов. Часто сточные воды содержат вещества, обладающие резким неприятным запахом (сульфиды, сероводород). Многие сточные воды химических производств окрашены вследствие загрязнения красителями и другими веществами, имеющими окраску. Попадание бытовых вод в производственные приводит к биологическому загрязнению последних. Температура сточных вод может колебаться в различных пределах

4) Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

1. Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо:

наличие проницаемых горных пород (коллекторов),

непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек),

а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушки).

Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом.

Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности или газоносности.

Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного пласта называют его толщиной.

Месторождение нефти и газа – совокупность залежей, приуроченные к общему участку земной поверхности.

Понятие месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь. Такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения называются многопластовыми.

открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры(различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую глубину);

образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях ( Механические методы, Тепловые методы, Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.);

образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;

отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

3. Сооружении дли нагнетании воды в пласт

Для нагнетания воды в пласт используются кустовые насосные станции [КИС], водораспределительные пункты (ВРП]Г высоконапорные водоводы (ВВ] и нагнетательные скважины.

Кустовые насосные станции предназначены для закачки воды через нагнетательные скважины в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления. Они оснащаются центробежными насосами

Высоконапорные водоводы служат для транспортирования воды от КНС до нагнетательных скважин. Их протяженность зависит от принятой системы распределения воды по скважинам, числа нагнетательных скважин и расстояния между ними, а также от числа КНС.

Читайте также:  Перепуск арматуры без сварки

Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин для добычи нефти или газа. Единственное—в оборудование устья входит регулятор расхода закачиваемой воды.

3.5.2.20. Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом (элемент нефтегазовой арматуры — представляет собой несколько трубопроводов, обычно закреплённых на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме), имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

Режимы дренирования нефтяных и газовых пластов:

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

— упругий и упруговодонапорный,

— газонапорный или режим газовой шапки,

— газовый или режим растворенного газа,

Водонапорный режим — режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод.

Упругий (упруговодонапорный) режим — режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы.

Режим растворенного газа — режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) — режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.

Гравитационный режим — режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти.

Смешанный режим — режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

Контроль за работой фонтанной скважины.

Регулирование работы фонтанной скважины при соответствующем подборе фонтанных труб сводится к регулированию степени использования пластовой энергии и осуществляется или созданием противодавления на выкиде, или местного сопротивления у башмака фонтанных труб. Давление на устье создается либо местным сопротивлением при помощи штуцера, либо путем направления фонтанной струи в трап, который служит для отделения газа от нефти и в котором может поддерживаться то или иное давление. Чаще всего противодавление создается комбинацией штуцера и давления в трапе.

Каково назначение и классификация промысловых трубопроводов.

Промысловые трубопроводы- это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их смесей от места добычи до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный нефтепровод или для подачи на другой вид транспорта, например железнодорожный, морской и т.д.

По способу прокладки

По виду перекачиваемого продукта

По рабочему давлению

По способу соединения

По форме расположения в пространстве

По типу изоляции

По степени заполнения сечения нефтепровода.

Какие предъявляются требования к подготовке рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации.

Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10°С для южных районов и минус 20°С для средних и северных широт.

1. Водонапорный режим- режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

Коэффициент нефтеотдачи — отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

Упругий (упруговодонапорный) режим — режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Упругий запас – это количество (объем) флюида, которое можно извлечь из пласта за счет упругости его скелета и упругости флюида при снижении порового давления. При снижении давления в пласте упругий запас флюида убывает, а при повышении пластового давления – возрастает.

Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6

2. Арматура фонтанная для нефтяных и газовых скважин предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций на рабочее давление 14, 21, 35, 70, 105 МПа. Изготавливается типа АФ — с подвешиванием лифтовой колонны в муфтовой подвеске, типа АФК — с подвешиванием лифтовой колонны в переводном фланце, типа АФа — с дополнительной трубной головкой обеспечивающей двухрядную концентричную подвеску подъемных труб, а также как с дублирующими задвижками и без них на боковых отводах елки и трубной головки.

Класс материалов корпусной группы и элементов запорных органов задвижек по спец. 6А API. Температура рабочей среды до +121 о С. Температура окружающей среды от минус 60 о С до +40 о С. Оборудование выпускаемое согласно спецификации 6А API на температурный класс от L (-46 o C до +82 о С) до V (+2 о С до +121 о С)

Читайте также:  Анкерная арматура для сип это

Основные элементы магистрального трубопровода — сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы.

Трубы диаметром 300 — 1420мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходят линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение.

Нефтеперекачивающие стации (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150км. Перекачивающие станции нефтепроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти, иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны.

4. 3.5.2.22. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

3.5.4.64. УКПГ должны иметь систему осушки, подогрева и ингибирования газа. Гидратные пробки в газопроводе, арматуре, оборудовании, приборах следует ликвидировать введением растворителей, пара горячей воды, понижением давления в системе.

Использование для обогрева оборудования открытого огня запрещается.

Упругий водонапорный режим — режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более. Упругий (упруговодонапорный) режим — режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Упругий запас – это количество (объем) флюида, которое можно извлечь из пласта за счет упругости его скелета и упругости флюида при снижении порового давления. При снижении давления в пласте упругий запас флюида убывает, а при повышении пластового давления – возрастает.

Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6

Понятие газлифтной эксплуатации скважин. Принцип работы подъемника.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором,

дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным (компрессорный)

Область применения газлифта

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения,

песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.).

Принцип действия газлифта.

В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и

внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют

подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.

По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее

насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора.

Достоинства газлифтного метода:

· простота конструкции (в скважине нет насосов);

· расположение технологического оборудования на поверхности

(облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из

скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут.);

· возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном

обводнении и большом содержании песка, простота регулирования

Недостатки газлифтного метода:

· большие капитальные затраты;

· повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных

· быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере

снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.

В конечном счете, себестоимость добычи 1 т нефти при газлифтном

методе ниже за счет низких эксплуатационных расходов, поэтому он

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Источник

Поделиться с друзьями
Металл